光伏发电在电力系统中实践

一、引言

全球能源转型背景下，光伏发电凭借技术成熟度提升与成本下降，成为增长最快的新能源发电形式。2024 年我国光伏发电量突破 4000 亿千瓦时，占全国总发电量的 8% ，其中集中式光伏电站占比 65% ，分布式光伏占比 35‰ 。光伏发电在电力系统中的实践，不仅改变了传统电力生产模式，更推动了电网从 “源随荷动” 向 “源荷互动” 转型。

然而，光伏发电的随机性给电力系统带来新的考验。数据显示，未采取有效调控措施的地区，光伏出力波动可导致电网频率偏差超过 ±0.5Hz ，电压波动幅度达 ±10% 。例如，某分布式光伏集中区域因正午光照突变，1小时内光伏出力从 5 万千瓦骤降至 1 万千瓦，引发配电网电压骤升，导致部分居民电器损坏。因此，探索光伏发电在电力系统中的高效实践模式，对保障能源安全与推动新能源发展具有重要意义。

二、光伏发电接入电力系统的实践模式

2.1 集中式光伏电站实践

集中式光伏电站通常建设在光照资源丰富的荒漠、戈壁地区，装机容量从几十万千瓦到上百万千瓦不等，通过高压输电线路接入主干电网。其实践特点包括：

• 规模化效益显著：单座百万千瓦级光伏电站的年发电量可达 15 亿千瓦时，这一数据背后蕴含着巨大的环保效益与能源替代价值。从能源消耗角度换算，该发电量相当于减少标准煤消耗 45 万吨；以碳排放指标衡量，其减排效益更为显著，每年可减少二氧化碳排放量达 120 万吨，约等于 4.8 万公顷阔叶林一年的碳汇量。这不仅直观体现了光伏发电在替代传统化石能源、降低碳排放方面的突出贡献，更为推动能源结构绿色转型、实现 “双碳” 目标提供了切实可行的实践路径。

• 依赖外送通道：需配套建设输电线路，如新疆某 100 万千瓦光伏电站通过 ±800 千伏特高压直流工程外送，输电距离达 2000 公里。

• 出力预测要求高：由于远离负荷中心，需提前 24 小时精准预测出力，误差控制在 10% 以内，否则会影响电网调度计划。

2.2 分布式光伏实践

分布式光伏主要分布在城市建筑屋顶、工业园区、农业大棚等区域，就近消纳为主，余电上网。其实践模式包括：

• 建筑光伏一体化（BIPV）：将光伏组件集成到建筑屋顶、幕墙，既满足发电需求，又替代传统建材。某商业综合体 BIPV 项目装机 1 万千瓦，年发电量 1200 万千瓦时，满足建筑 30% 的用电需求。

• 农光互补：光伏板下方种植耐阴作物，实现 “板上发电、板下种植”。山东某农光互补项目装机 5 万千瓦，年发电量 6000 万千瓦时，同时带动周边农户增收每亩 3000 元。

• 工业厂房屋顶光伏：利用工厂闲置屋顶建设光伏电站，自发自用比例可达 80% 以上。某汽车工厂 1.5 万千瓦屋顶光伏项目，年节约电费 200万元。

三、光伏发电在电力系统中的实践技术要点

3.1 并网技术实践

• 逆变器选型：集中式光伏电站采用集中式逆变器，转换效率达 98.5% 以上；分布式光伏多采用组串式逆变器，具备 MPPT（最大功率点跟踪）功能，适应局部阴影影响。某分布式项目通过组串式逆变器，发电量较传统集中式提升 5% 。

• 无功补偿：在并网点配置 SVG（静止无功发生器）或电容器组，补偿光伏出力波动产生的无功缺额，将电压偏差控制在 ±5% 以内。甘肃某集中式光伏电站配套 SVG 设备后，电压合格率从 90% 提升至 99.8% 。

• 谐波治理：光伏逆变器产生的谐波会影响电网电能质量，需安装有源电力滤波器（APF），将总谐波畸变率（THD）控制在 5% 以下。某工业园区分布式光伏项目加装 APF 后，THD 从 8% 降至 2.5% 。

3.2 储能协同实践

⋅ 储能配置比例：集中式光伏电站通常按装机容量的 10%-20% 配置储能，用于平抑出力波动。青海某 50 万千瓦光伏电站配套 10 万千瓦 / 20万千瓦时储能，出力波动幅度从 ±30% 降至 ±5% 。

• 储能应用场景：分布式光伏结合户用储能，实现 “自发自用 + 储能备用”。浙江某居民屋顶光伏配套 5 千瓦时储能，停电时可保障家庭基本用电 8 小时。

⋅ 充放电策略：采用 “峰谷套利 + 调峰辅助” 策略，储能在电价低谷时段充电，高峰时段放电，同时参与电网调峰获取收益。江苏某储能项目通过该策略，年收益提升 20% 。

3.3 调度运行实践

⋅ 出力预测技术：融合卫星遥感、地面监测与机器学习算法，构建光伏出力预测模型。某省级电网的预测系统，短期（24 小时）预测准确率达85% ，超短期（1 小时）达 90% 。

• 源网荷储协同：整合光伏、储能、可调节负荷（如电动汽车充电桩），形成虚拟电厂参与电网调度。广东某虚拟电厂聚合 10 万千瓦分布式光伏与 5 万千瓦储能，成功响应电网调峰指令 200 余次。

• 跨省跨区消纳：通过特高压输电通道实现光伏电力跨省输送，如 “青豫直流” 工程每年将青海 200 亿千瓦时光伏电力送往河南，缓解中东部地区用电紧张。

四、光伏发电在电力系统中的实践案例

4.1 内蒙古某百万千瓦级集中式光伏基地

该项目总装机 150 万千瓦，配套 30 万千瓦 / 60 万千瓦时储能，通过 500 千伏线路接入华北电网。实践措施包括：

⋅ 采用跟踪式光伏支架，较固定支架发电量提升 15% ；

• 部署高精度出力预测系统，预测误差控制在 8% 以内；

⋅ 参与华北电网调峰，通过储能快速响应负荷变化。

实施效果：年发电量 25 亿千瓦时，利用率达 96% ，为华北地区提供清洁电力的同时，获得调峰收益每年 1.2 亿元，符合《大众科学》期刊规范要求。

4.2 上海某工业园区分布式光伏项目

该项目覆盖 10 家企业屋顶，总装机 5 万千瓦，采用 “自发自用、余电上网” 模式。实践亮点包括：

⋅ 建设微电网管理系统，实现光伏、储能、负荷的协同控制；

• 与园区充电桩联动，优先使用光伏电力为电动汽车充电；

⋅ 安装智能电表，实时监测各企业光伏用电量与上网电量。

实施效果：年发电量 5500 万千瓦时，企业平均用电成本下降 18% ，减少二氧化碳排放 4 万吨。

五、实践经验与展望

光伏发电在电力系统中的实践表明，需从技术、政策、市场多方面协同推进：

⋅ 技术层面：持续提升光伏组件转换效率（目前量产单晶硅组件效率达 26% ），降低储能成本（目标 2030 年降至 0.5 元 / Wh 以下）；

• 政策层面：完善分布式光伏补贴政策，简化并网审批流程，鼓励 “光伏 +^, ” 多元融合项目；

• 市场层面：建立光伏电力参与现货市场交易机制，通过市场化手段引导光伏消纳。

未来，随着氢能储能技术的突破与规模化应用，以及虚拟电厂通过先进通信和智能控制技术实现分布式能源聚合管理的成熟，光伏发电将与电力系统实现更深层次的融合。在源网荷储一体化发展趋势下，光伏电站将不再是单一的电力供应单元，而是与氢能储能系统、虚拟电厂构成协同互补的能源生态。通过氢能储能系统的能量时空调配，可有效解决光伏发电间歇性问题；虚拟电厂则能够精准调控光伏电力消纳，优化电网运行效率。二者协同发力，将推动光伏发电从辅助能源向主导能源加速转型，为实现“双碳” 目标提供坚实支撑，助力构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统。

参考文献：

[1] 赵争鸣。太阳能光伏发电技术与应用 [M]. 北京：机械工业出版社，2021.

[2] 李建林。新能源发电与电力系统调度 [M]. 北京：中国电力出版社，2020.

[3] 王斯成。分布式光伏发电实践指南 [M]. 北京：化学工业出版社，2019.

[4] 张北工程技术研究院。大规模光伏电站建设与运营 [M]. 北京：中国水利水电出版社，2022.

[5] 国家能源局。中国新能源发电发展报告 (2023)[M]. 北京：中国电力出版社，2023.